Lyon, le 18 décembre 2020 Réf. : CODEP-LYO-2020-060944 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Bugey Electricité de France BP 60120 01155 LAGNIEU
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Bugey (INB nos 78 et 89)
Inspection n° INSSN-LYO-2020-0523 des 14 et 15 octobre 2020 Thème : « 4ème visite décennale - Maîtrise du vieillissement »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) prévu au code de l'environnement une inspection courante a eu lieu les 14 et 15 octobre 2020 à la centrale nucléaire du Bugey, sur le thème de la maîtrise du vieillissement des installations dans le cadre des quatrièmes visites décennales. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.

## Synthese De L'Inspection

L'inspection en objet concernait la mise en œuvre du processus de maîtrise du vieillissement des installations de la centrale nucléaire du Bugey. Les inspecteurs ont vérifié l'organisation établie pour l'élaboration du dossier d'aptitude à la poursuite d'exploitation (DAPE) du réacteur 2, rédigé avant sa quatrième visite décennale (VD4) et devant être mis à jour à la suite de celle-ci. Ils ont examiné, par sondage, certains documents associés à ce DAPE 
et se sont intéressés aux interactions entre la démarche locale de maîtrise du vieillissement des matériels et d'autres processus participant à la fiabilité des matériels. Enfin, ils ont également contrôlé la mise en œuvre, par la centrale nucléaire du Bugey, des actions de son programme local de maîtrise du vieillissement (PLMV). La maîtrise du vieillissement repose sur les réunions et les décisions du comité de fiabilité, l'élaboration des bilans de fonctionnement et l'élaboration du DAPE. Si les réunions et les décisions du comité de fiabilité ainsi que les bilans de fonctionnement ont des contenus pertinents, l'organisation mise en œuvre par le site pour l'élaboration du DAPE du réacteur 2 est perfectible. En effet, ce dernier présente des incohérences et des incomplétudes qui ne permettent pas à ce stade d'établir une démonstration consolidée de la maitrise du vieillissement à l'issue de la 4ème visite décennale du réacteur 2.

## A. Demandes D'Actions Correctives Complétude Du Dape Indice 0

Des zones de corrosion ont été mises en évidence sur des tuyauteries qui permettent de laver les tambours filtrants au niveau du circuit d'eau de refroidissement du condenseur (CRF) et qui sont classées éléments importants pour la protection (EIP) au sens de l'arrêté [2]. Cette problématique de vieillissement est suivie par le comité fiabilité qui doit se prononcer sur la nécessité de réaliser une maintenance préventive ou de procéder au remplacement des tronçons corrodés sans mise en place d'un suivi au titre de la maintenance.

Le vieillissement de ces tuyauteries et la maîtrise de celui-ci ne semblent pas traités dans le DAPE indice 0. S'il se confirme que ces matériels ne sont pas abordés dans le DAPE, cela conduit à s'interroger sur le caractère exhaustif du recensement de tous les matériels EIP et l'analyse de leur vieillissement.

Par ailleurs, en lien avec la modification « PNRL 0033-A » relative au risque de fissuration de soupapes EIPS, sont listées des vannes pour lesquelles la modification a été réalisée et la vanne 0 RIS 090 VB pour laquelle la réalisation de la modification était prévue en 2019. Dans le cadre de l'échange sur la mise en œuvre de cette modification, il est apparu que la liste des vannes en ayant déjà fait l'objet, présente dans le DAPE, était incomplète.

Demande A1 : Je vous demande de m'indiquer les enseignements tirés de ces situations ainsi que les dispositions retenues pour assurer la **complétude du DAPE et garantir le recensement de tous les** 
matériels EIP et l'analyse de leur vieillissement. **Le cas échéant, vous compléterez en conséquence la** mise à jour du DAPE post-VD4.

## Imprécisions Et Erreurs Du Dape

La vérification de certaines informations du DAPE a mis en évidence des informations inexactes. Ainsi, peuvent être cités à titre d'exemple : 

- le traitement d'une indication sur le disque de clapet 2 RCP 122 VP (PA 77423) : dans le DAPE, il est indiqué que le prochain contrôle est prévu en VD4 ; or, il s'avère que le prochain contrôle au titre du PBMP est prévu au cours de l'arrêt 2P25 en 2022/2023 au vu de la périodicité applicable et du dernier contrôle réalisé en 2013 ;
- le traitement des PA 77305, 77401 et 77441 : dans le DAPE, il est indiqué qu'un prochain contrôle des zones concernées par ces plans d'action sera réalisé au cours de la VD4 ; or, soit ces zones ne font pas l'objet d'un suivi particulier, soit leur prochain contrôle est prévu en 2028 ;
- des matériels sans PBMP, dont la maîtrise du vieillissement est assurée par la réalisation des essais périodiques :
les robinets RPE 041, 042, 045, 046, 359, 360, 377, 378, 944 et 945 VP sont, d'après le DAPE, testés par l'essai périodique (EP) RPE 020 à périodicité annuelle. La consultation de la gamme d'EP RPE 020 mise en œuvre le 18 février 2020 a permis de constater qu'à cette occasion était effectivement testée la bonne manœuvrabilité des robinets RPE 041, 042, 045, 046, un critère RGE B étant associé à ce test. Par contre, le test de bonne manœuvrabilité des vannes RPE 359, 360, 377, 378, 944 et 945 VP n'est pas réalisé par le biais de cet EP ; 
- concernant les pompes ASG et RCV : il est fait mention d'une surveillance par le biais d'une analyse de l'huile ;
or, *a minima*, pour les pompes ASG 001 et 002 PO, il n'y a pas de caisses à huile permettant de détecter la présence d'eau (voir demande B9) ;
- des bâches sans PBMP (DCC 001 BA, SEB 001 et SEB 002 BA…) : d'après le DAPE, la maîtrise du risque de corrosion généralisée est assurée par des rondes de l'exploitant. Il s'avère qu'il s'agit de bâches en acier noir pour lesquelles la corrosion redoutée est la corrosion interne. En conséquence les rondes assurées par l'exploitant ne pourraient constater une éventuelle corrosion qu'à la suite du percement de la paroi. Ce type de contrôle ne permet donc pas une maîtrise du vieillissement de l'équipement.
Demande A2 : **Je vous demande de m'indiquer les dispositions retenues pour consolider les informations** 
mentionnées dans le DAPE et garantir ainsi que les actions identifiées comme permettant une maîtrise du vieillissement des équipements sont pertinentes, adaptées et effectives. Le cas échéant vous compléterez en conséquence la mise à jour du DAPE post-VD4, a minima **pour traiter les points** 
susmentionnés.

## Prise En Compte Des Remarques Formulées Par Le Comité De Lecture Sur Le Projet De Dape Vd4 Indice 0

Le guide de rédaction des DAPE de tranche, référence D4550.32-07/5739 indice 5 prévoit que : « Lors du processus de validation du DAPE, le responsable local du DAPE de tranche assure la traçabilité des remarques qui lui sont remontées et des suites qui leur sont données. La formalisation de cette traçabilité dans une note technique est une bonne pratique la*issée à l'initiative* des CNPE ».

Le document présenté par le CNPE de Bugey pour le DAPE du réacteur 2 ne satisfait que partiellement cet attendu puisque, si la partie « suites données » fait l'objet d'une traçabilité plus ou moins précise sur la prise en compte ou non des observations formulées, en l'absence de traçabilité des observations, il n'est pas possible d'apprécier la pertinence et le caractère exhaustif du traitement retenu. Demande A3 **: Je vous demande de prendre les dispositions pour assurer une traçabilité qui soit conforme** aux attendus du guide de rédaction des DAPE de tranche, afin de permettre d'apprécier la nature des remarques et leur prise en compte ou la justification de leur **non prise en compte.**

## Analyse D'Impact Du Dossier De Référence (Drr) Du Cp0 Actualisé

Le DAPE du réacteur 2 doit être mis à jour sous 6 mois après la divergence du réacteur dans le cadre de sa VD4. La mise à jour post-VD4 du DAPE du réacteur 2 permettra de prendre en compte les résultats de la VD4, les fiches d'analyse du vieillissement (FAV) nouvelles et celles dont le statut a évolué à la hausse.

De plus, le réacteur 2 de la centrale nucléaire du Bugey est le premier réacteur de 900 MWe de type CP0 à avoir réalisé sa VD4 mais les dossiers de référence réglementaires (DRR) n'ont pas été disponibles suffisamment tôt pour être intégrés dans les DAPE composants et les FAV génériques, qui constituent les données d'entrée du DAPE de chaque réacteur, par exemple pour la comptabilisation des situations ou les programmes de maintenance à appliquer. Afin de pallier cette situation, EDF avait initialement prévu l'élaboration d'un document dit de « réconciliation » en vue d'analyser l'impact des modifications induites par les évolutions associées au référentiel VD4 900 par rapport au référentiel VD3 900. La phase de « réconciliation » est actuellement toujours en cours et doit aboutir dans les prochains mois avec la finalisation des DRR, c'est-à-dire potentiellement postérieurement à la mise à jour post-VD4 du DAPE du réacteur 2. EDF prévoit donc qu'une note complémentaire au DAPE 
réacteur, qui analysera l'impact des nouvelles FAV et des PBMP concernés par la mise à jour des DRR, soit transmise en septembre 2021.

Demande A4 : Je vous demande de décrire, dans la mise à jour du DAPE du réacteur 2 **à la suite de sa** 
VD4, le déroulement de la phase de « réconciliation » qui devra être réalisée à la suite de la finalisation des DRR.

## Mise En Œuvre Des Programmes Locaux De Maintenance Préventive Plmp

Le PLMP du génie civil IPS1 hors enceinte de confinement, référencé D5220PLMP05014 à l'indice 8, précise les attendus concernant le contrôle des glissières des batardeaux mobile. Ainsi au point 6.2.5.1.4 de ce PLMP, il est indiqué : « Au titre de la DT 326 prescription n° 4 (n° [16]*), il est demandé au CNPE de Bugey de mettre en œuvre un Programme* Local de Maintenance Préventive de la Source Froide (n° [17]). Ce PLMP est piloté par le service fiabilité (SMF) du CNPE. Dans ce cadre, il nous a été demandé d'intégrer le contrôle des glissières des batardeaux mobiles en station de pompage dans notre PLMP GC IPS.

La décision, actée lors de la revue Source Froide de 2014, concerne les glissières des batardeaux suivants :
- CRF 010 BU et CRF 011 BU pour les Tranches 2 et 3,
- *CRF 005 BU et CRF 008 BU pour les Tranches 4 et 5.*
Ces contrôles ont été intégrés au PLMP (nouvelles gammes, création d'OIS/PPE). »
Dans la pièce jointe n°1 au PLMP intitulée Tableau PLMP GC IPS et plus particulièrement en page 59 sont abordés les batardeaux mobiles au niveau des rus d'eau en aval des tambours filtrants. Il est fait mention d'un « *contrôle de* l'état des glissières métalliques dans le génie civil » avec une périodicité de 8 cycles et les PMRQ sont référencés. 

La consultation des PMRQ 053945-09 et 0560322-09 applicables aux batardeaux 4/5 CRF 005 ET 008 BU a mis en évidence que le contrôle des glissières de batardeaux est effectivement planifié avec une périodicité de 8 cycles mais sous réserve que l'arrêt soit une visite partielle (VP) ou une visite décennale (VD) et en permettant à cette fin une tolérance de +/-1 cycle, non prévue par les PLMP.

Demande A5 **: Je vous demande de mettre en cohérence les PMRQ pour le contrôle des glissières des** 
batardeaux avec les dispositions prévues dans le PLMP et de **m'indiquer les dispositions mises en œuvre** 
pour détecter des anomalies de même nature et les corriger. Le cas échéant vous compléterez en conséquence la mise à jour du DAPE post-VD4.

 Mise en œuvre de la demande particulière 333 indice 3 « Qualification des matériels aux conditions accidentelles *après les VD4 -*
actions particulières à mener par les CNPE »
La demande particulière (DP) du groupe EDF référencée DP 333 impose un serrage au couple des boutons 
« tourner -pousser lumineux » (TPL) de marque Mafelec avec serrage à bague. Ces contrôles sont réalisés sur les boutons TPL présents en salle de commande.

Demande A6 : Je vous demande de vérifier si de tels commutateurs sont présents sur le panneau de repli et si tel est le cas de procéder à un serrage au couple conformément à la DP **333.** Par ailleurs, la liste de boutons TPL en salle de commande identifie des commutateurs d'autres types que des Mafelec avec serrage à bague.

Demande A7 **: Je vous demande de vérifier que ces différentes technologies des TPL sont connues de vos** 
services centraux et que leur qualification reste acquise jusqu'à 10 ans **après la VD4.**

## Tulipes D'Aspiration Des Pompes D'Eau Brute

L'examen des tulipes d'aspiration des pompes d'eau brute a mis en évidence la présence d'une corrosion généralisée. Vous avez considéré qu'il s'agissait d'une corrosion superficielle et prévu un prochain contrôle en 2028, à partir d'un seul examen visuel. Le maintien en l'état de ces tulipes corrodées n'apparaît pas en adéquation avec la démarche « maintien en état exemplaire des installations » (MEEI).

Demande A8 : Je vous demande d'éliminer cette corrosion et de **vous positionner sur le caractère adéquat** de la stratégie retenue au vu des exigences de la démarche MEEI. Vous me préciserez **les enseignements** 
tirés en matière **de maîtrise du vieillissement de ces équipements. Le cas échéant vous compléterez en** 
conséquence la mise à jour du DAPE post-VD4.

## B. Demandes D'Informations Complementaires

 *Remplacement des modules associés au recueil de commande manuel (RCM) et recueil de point de consigne (RPC)*
Dans le cadre du comité fiabilité, vous avez pris la décision de procéder à titre préventif au remplacement de 96 modules par réacteurs sur les systèmes RCM et RPC, à la suite de premiers signes de vieillissement. Ce remplacement, prévu en dehors du cadre du 4ème réexamen périodique, conduit à s'interroger à propos des exigences en matière de durée de vie de ces matériels. Demande B1 : Je vous demande de m'indiquer **si ces modules sont présents sur du matériel qualifié aux** conditions accidentelles et doivent par conséquent rester qualifiés pour une durée de vie de 10 ans **après** 
la VD4. Si tel est le cas, je vous demande de me préciser les modalités retenues pour l'**extension à 10 ans**
après la VD4 de leur qualification et les enseignements tirés de ces premiers signes de vieillissement **visà-vis de cette extension.**
S'ils n'ont pas fait l'objet d'une extension de leur qualification, leur remplacement devrait logiquement être traité par la DP 333 indice 3 « qualification des matériels aux conditions accidentelles après les VD4 
- actions particulières à mener par les CNPE ». Je vous demande de m'indiquer quels points de la DP 333 traitent du remplacement de ces modules **ou de modifier en conséquence, en lien avec vos services** 
centraux, la DP 333.

 Mise en œuvre de la demande particulière 333 indice 3 « Qualification des matériels aux conditions accidentelles après les VD4 -
actions particulières à mener par les CNPE »
D'après la DP 333, les relais de fin de chaîne de 176 repères fonctionnels par réacteur doivent être remplacés. Dans le projet de note de synthèse du déploiement de la DP 333 indice 3 sur le réacteur 2 de Bugey, il est fait mention du remplacement de 190 relais fin de chaîne en 2018 et de 14 en 2020.

Demande B2 **: Je vous demande de me transmettre les éléments permettant de faire le lien entre les** 
176 repères fonctionnels indiqués dans la DP 333 et les 204 relais de fin de chaîne indiqués dans la synthèse du déploiement de cette DP. Vous vérifierez le recensement exhaustif des relais de fin de chaîne afin de garantir le maintien de la qualification de ces matériels qualifiés aux conditions accidentelles.

## Prise En Compte Dans Le Dape Des Constats Formulés À L'Occasion Des Visites Réalisées Dans Le Cadre De La « Démarche Innovante »

Dans le DAPE indice 1, il est prévu de faire le bilan du contrôle des écarts de conformité (ECOT) sous le prisme du vieillissement. La vérification de la conformité ne se limite pas aux contrôles ECOT. Ils ont été complétés par des visites d'experts dans les locaux des diesels, des pompes ASG et des pompes de la source froide (« démarche innovante »). Demande B3 : Je vous demande d'évaluer si des anomalies détectées dans le cadre de la mise en œuvre de ces contrôles complémentaires à l'ECOT ont un lien avec le vieillissement et, si tel est le cas, de les intégrer dans le bilan du DAPE indice 1.

## Suivi De La Visserie Des Internes De Cuve

À l'occasion de la VD4, il n'y a pas eu de contrôle par ultrasons (US) de la visserie des internes de cuve, le prochain contrôle US de 100% de la visserie avec remplacement si nécessaire étant prévu en 2025, lors de la VP 37. Vous justifiez cette planification par l'application de la note technique « stratégie de maintenance des vis du cloisonnement de cœur - Tous paliers » référencée D4550.32-11/3207 indice A.00.

Lors du contrôle réalisé en 2010, 32 vis ont été identifiées comme défectueuses. Elles sont réparties comme suit : 
- 16 vis situées sur la rangée 1 ;
- 9 vis situées sur la rangée 2 ;
- 6 vis situées sur la rangée 3 ; - 1 vis située sur la rangée 4.

111 vis ont été remplacées en 2016. Ces vis ont été retenues car présentes sur les rangées 1, 2 et 3. Ce remplacement vous a conduit à reporter en 2025 le contrôle prévu en 2020. D'après la note technique, « e*n cas de réparation pour* une durée cible de 20 ans, on retient donc, […]*, le plan de remplacement suivant* : 
- *toutes les vis nécessaires à la tenue du cloisonnement en situation accidentelle réparties sur les 3 renforts inférieurs (128 vis),* 
en priorité les vis d'origine par rapport aux vis déjà remplacées une fois
- *toutes les vis classées non saines lors du dernier examen réalisé avant le remplacement en vue de consolider les marges* »
Demande B4 : Je vous demande de m'indiquer si l'ensemble des 32 vis défectueuses vues **lors du contrôle** réalisé en 2010 ont été remplacées et de me présenter les éléments de la stratégie de réparation qui ont conduit, en 2016, à remplacer 111 vis et non a minima 129 vis (les 128 vis des rangées 1 à 3 nécessaires à le tenue du cloisonnement en situation accidentelle et la vis défectueuse située en rangée 4).

## Enceinte De Confinement

L'étanchéité bitumeuse du dôme, rénovée en 2014, fait l'objet d'une inspection annuelle. La dernière, réalisée le 28 juillet 2020, a conduit à formuler des observations nécessitant des réparations. Le jour de l'inspection, le rapport de fin d'intervention (RFI) lié aux réparations réalisées à l'issue de l'inspection annuelle de 2020 n'était pas disponible. Demande B5 : Je vous demande de me transmettre le RFI lié aux réparations effectuées en traitement des observations faites en 2020. 

Sur le même sujet et en complément aux inspections annuelles une visite quinquennale doit être réalisée. Demande B6 **: Je vous demande me transmettre la gamme de visite quinquennale complétée qui a dû** 
être mise en **œuvre en 2019.**
À l'occasion de la VD4, un contrôle de la peau métallique d'étanchéité (liner) a été réalisé dans le cadre de l'application de la disposition transitoire (DT) 119 « organisation et réalisation des épreuves des enceintes à simple paroi », sous la surveillance de la DTG. Les résultats ne sont pas encore disponibles. Demande B7 **: Je vous demande de me transmettre les résultats de ce contrôle et les conclusions sur la** 
cinétique de perte d'épaisseur constatée sur le liner. À l'issue du contrôle des fourreaux de câbles en 2018, vous avez réalisé une analyse de nocivité des anomalies constatées. Les actions à réaliser sont destinées à garantir un maintien en l'état des installations. Ainsi, vis-à-vis de la problématique d'infiltration d'eau pour laquelle des actions ont été menées, il a été proposé de procéder à un brossage afin de détecter une éventuelle nouvelle arrivée d'eau. 

Au cours de l'inspection, pour justifier la non-réalisation de ce brossage, il a été indiqué que vos services centraux 
(DIPDE) vous auraient demandé de ne pas mettre en œuvre cette action. Demande B8 **: Je vous demande de me transmettre la position DIDPE qui demande de ne pas procéder** au brossage des zones où sont présentes des traces d'infiltration d'eau.

## Pompes Asg - Rcv

Dans le DAPE, dans l'analyse de la FAV 102-04-01 relative au risque de vieillissement par infiltration d'eau dégradant les caractéristiques du lubrifiant, il est précisé que, pour les pompes ASG 001 à 003 PO et RCV 001 à 003 PO, la présence d'eau est décelée par l'analyse d'huile prescrite au titre des PBMB. Il est apparu au vu de la configuration pour les pompes ASG 001 et 002 PO que cela n'était pas mis en œuvre et pour les pompes ASG 003 PO et RCV, qu'un doute subsistait sur la réalisation de l'analyse d'huile.

Demande B9 **: Je vous demande de me transmettre les éléments du PBMP qui prescrivent cette analyse** 
d'huile ainsi que les éléments attestant de leur réalisation (PMRQ et **les deux derniers comptes rendus).**
 

## C. Observations Note « Pilotage Des « Dape » Sur Le Cnpe De Bugey - 8.Fia-02 »

Cette note est axée sur les aspects DAPE et troisièmes visites décennales. Il a été indiqué qu'une mise à jour était initiée et que la note serait orientée sur la maîtrise du vieillissement dont le DAPE constitue un outil en présentant une photo à un instant donné.

La lecture de cette note a mis en évidence les points suivants : 
- le §4.1.3 consacré à l'extension de périmètre des Systèmes, Structures et Composants (SSC) traités dans les DAPE VD4 n'évoque pas les EIPr ;
- la formation des autres rédacteurs de DAPE n'est pas évoquée.

## Ces Points Mériteraient D'Être Intégrés Dans Le Cadre De La Mise À Jour De La Note. Demande Particulière 333 Indice 3 « Qualification Des Matériels Aux Conditions Accidentelles Après Les Vd4 - Actions Particulières À Mener Par Les Cnpe »

La DP 333 précise les opérations de remplacement à réaliser au plus tard lors de la VD4 pour des matériels qualifiés aux conditions accidentelles dont la durée de qualification au-delà de 40 ans n'a pas été démontrée. Il s'avère que le matériel concerné peut être spécifique au CNPE de Bugey, spécifique aux CNPE du palier CPY ou présent dans tous les CNPE de 900 MWe. 

Pour discriminer les CNPE concernés, sans que cela soit explicité dans la DP, il est fait usage des formulations suivantes : 
- « les CNPE du palier 900 MWe », cela concerne les CNPE du palier CPY et du Bugey ; 
- « les CNPE du palier CPY », cela concerne les CNPE de 900 MWe sauf Bugey ;
- « le CNPE du Bugey » ne concerne que Bugey.

Pour certains matériels, il peut être précisé dans le titre du chapitre : 
- (Hors CP0) en plus de la mention ultérieure dans le corps du texte « Les CNPE du CPY » ; - « de Bugey » dans le titre en plus de la mention ultérieure dans le corps du texte « Le CNPE de Bugey ».

Ces formulations peuvent être source de confusion sur le caractère applicable ou non de la disposition. Une approche homogène dans toute la DP avec une explication en début de DP des formulations retenues serait de nature à lever toute ambiguïté. Par ailleurs, le CNPE, dans le cadre de la préparation de l'inspection, a transmis le projet de note de synthèse du déploiement de la DP 333 indice 3 sur le réacteur 2 de Bugey. Lors de la vérification par sondage de la réalisation effective des actions prévues par la DP 333, il a été mis en évidence le caractère inexact de l'information concernant le changement de filtre détendeur REN 104 VP, qui apparaît comme à réaliser au cours de la VD4 dans le projet de note alors que son remplacement a été réalisé en 2013 et que le prochain est prévu en 2022, lors de la prochaine visite partielle du réacteur 2.

## 

Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.

Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).

Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.

L'adjoint à la chef de la division Signé par :
Richard ESCOFFIER